Способ изоляции зон водопритока в скважину



Способ изоляции зон водопритока в скважину
Способ изоляции зон водопритока в скважину
Способ изоляции зон водопритока в скважину
Способ изоляции зон водопритока в скважину
Способ изоляции зон водопритока в скважину
Способ изоляции зон водопритока в скважину
Способ изоляции зон водопритока в скважину
Способ изоляции зон водопритока в скважину

 


Владельцы патента RU 2554975:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам, применяемым для изоляции водопритоков в скважину. Способ изоляции зон водопритока в скважину включает последовательную закачку коагулянта - 25% раствора хлористого кальция, буферного слоя пресной воды и гивпана. Дополнительно в качестве наполнителя в гивпан вводят отход производства полиэтилентерефталата - ПЭТФ с малой степенью полимеризации из расчета 18-24 мас.%. Техническим результатом является снижение проницаемости кернов. 1 ил., 7 табл., 3 пр.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам, применяемым для изоляции водопритоков в скважину.

Известны способы изоляции зон водопритока в скважину путем закачки составов на основе жидкого стекла (силиката натрия) с добавками различных минеральных и органических веществ и воды (патент РФ №2494225, C09K 8/50, опубл. 27.09.2013, бюл. №27; №2494229, C09K 8/50, опубл. 27.09.2013, бюл. №27).

Общим недостатком этих способов является невысокая эффективность изоляции водопритока из-за низких структурно-механических свойств составов.

Известны способы изоляции зон водопритока, осуществляемые с помощью закачки в скважину составов на основе цементных растворов (патент РФ №2504640, E21B 33/138, опубл. 20.01.2014, бюл. №2; №2352766, E21B 33/138, опубл. 20.04.2009, бюл. №11; №2209928, E21B 33/13, опубл. 10.08.2003).

Недостатками этих способов являются низкая фильтруемость цементных растворов, малая глубина проникновения в пласт, а также недостаточная механическая прочность, приводящая зачастую к растрескиванию камня при повторной перфорации и др.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ изоляции зон водопритока в скважину, включающий предварительную закачку коагулянта - 20% раствора хлористого кальция, с последующей прокачкой буферного слоя пресной воды и гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила (гивпана), затем закачку пресной воды и солянокислотное воздействие (патент РФ №2270914, E21B 43/27, опубл. 27.02.206, бюл. №6). Полимерные составы на основе гивпана обладают небольшой плотностью, хорошей адгезией к металлу и к породе коллектора, устойчивы к коррозии, а также имеют высокую фильтрационную способность [Шайдуллин В.А. Применение полимер-кислотного воздействия в условиях низких атмосферных температур // Инженерная практика. - 7. - 2011. - С.72-74].

Недостатком прототипа является недостаточная эффективность способа, связанная с низкой исходной концентрацией коагулянта, не обеспечивающей в полной степени полимеризацию гивпана вследствие разбавления раствора буфером, а также незначительное снижение проницаемости породы при осуществлении способа.

Задача изобретения состоит в повышении эффективности изоляции зон водопритока в скважину.

Поставленная задача решается тем, что в способе изоляции зон водопритока в скважину, включающем последовательную закачку коагулянта - раствора хлористого кальция, буферного слоя пресной воды и гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила (гивпана), в качестве коагулянта используют 25% раствор хлористого кальция, дополнительно в качестве наполнителя в гивпан вводят отход производства полиэтилентерефталата (ПЭТФ) - ПЭТФ с малой степенью полимеризации из расчета 18-24 мас.%.

Отход ПЭТФ, представляющий собой продукт неполной полимеризации ПЭТФ, является нетоксичным, водонерастворимым и химически нейтральным по отношению к применяемым реагентам.

Гидролизованные в щелочи отходы волокна или тканей полиакрилонитрила выпускаются по ТУ 2216-001-04698227-99 под товарным названием "Гивпан". Физико-химические показатели на полимер гивпан приведены в табл.1.

Смесь гивпана с отходом ПЭТФ получают при их механическом перемешивании в мешалке в течение 10 мин.

Эффективность способа оценивали в лабораторных условиях путем фильтрации через образцы насыпных и искусственных кернов.

Для изучения фильтрационных процессов была сконструирована установка, позволяющая держать постоянный перепад давления, принципиальная схема которой приведена на чертеже. Установка содержит газовый баллон для прокачки исследуемых составов 1, газовый баллон для бокового обжима керна 2, редукторы 3, манометры 4, емкость для прокачиваемых жидкостей 5, кернодержатель 6, мерный цилиндр 7, вентили 8.

Давление на боковой обжим кернодержателя и на вход в кернодержатель через промежуточную емкость 5, содержащую исследуемые составы, создается при помощи азота из баллонов 1 и 2. Давление на выходе из кернодержателя 6 поддерживается на уровне атмосферного. Количество прошедшей через керн жидкости измеряется мерным цилиндром 7. При необходимости создания высоких температур кернодержатель может быть помещен в термошкаф. Фильтрация жидкостей через керн может осуществляться в прямом и обратном направлениях при постоянном перепаде давления на образце керна.

Насыпные керны готовили следующим образом: на выходной конец кернодержателя наворачивается пробка с краном для стока жидкости, далее устанавливается решетка и сетка для удерживания песка, затем набивается речной песок массой 118 г, тщательно уплотняется и на него устанавливается сетка с решеткой. В пустое пространство устанавливается упорное кольцо и наворачивается входная пробка с краном для подачи жидкости.

Пример 1. Для проведения исследования готовили образцы искусственных кернов с различной пористостью: 19, 24 и 27%. Пористость насыпных кернов составляла 34%. Водонасыщение кернов осуществляли пресной водой.

Через керны прокачивали последовательно 25 мас.% растворы хлористого кальция (33 мл), буфера (11 мл) и смеси гивпана (33 мл) с различным процентным содержанием отхода: 6, 18, 24, 30 мас.%. В качестве буфера использовали пресную воду. Эффективность обработки оценивали по снижению коэффициента проницаемости кернов. Расчет производили по формуле Дарси [Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. - М.: "Недра", 1971]. Результаты исследования представлены в табл.2 и 3.

Как видно из табл.2 и 3, введение отхода ПЭТФ способствует значительному снижению проницаемости кернов за счет механического закупоривания пор. При этом оптимальное содержание отхода в гивпане составляет 18- 24 мас.%.

Пример 2. Опыт ставился по схеме примера 1. Через керны прокачивали последовательно растворы хлористого кальция, буфера и смеси гивпана с отходом (24 мас.%). Концентрация хлористого кальция в растворах составляла 20 и 25%. Результаты исследования представлены в табл.4 и 5.

Как видно из табл.4 и 5, увеличение концентрации хлористого кальция способствует снижению проницаемости кернов, что объясняется более полной полимеризацией гивпана.

Пример 3. Опыт ставился по схеме примера 1. Через керны прокачивали последовательно растворы хлористого кальция, буфера и смеси гивпана с отходом (24 мас.%). В качестве контроля исследовали образцы кернов, обработанные согласно способу, указанному в прототипе. Результаты исследования представлены в табл.6 и 7.

Как видно из табл.6 и 7, применение заявляемого способа изоляции зон водопритока в скважину позволяет добиться более высоких значений снижения проницаемости кернов по сравнению с прототипом.

Таким образом, на основании полученных данных, можно сделать выводы о том, что наиболее оптимальным является способ изоляции зон водопритока в скважину, включающий последовательную закачку коагулянта - 25% раствора хлористого кальция, пресной воды и смеси гивпана с отходом ПЭТФ (18-24 мас.%).

Способ изоляции зон водопритока в скважину, включающий последовательную закачку коагулянта - раствора хлористого кальция, буферного слоя пресной воды и гивпана, отличающийся тем, что используют 25% раствор хлористого кальция, дополнительно в качестве наполнителя в гивпан вводят отход производства полиэтилентерефталата - ПЭТФ с малой степенью полимеризации из расчета 18-24 мас.%.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - интенсификация добычи нефти из горизонтальной скважины, увеличение дебита нефти в 1,5-2 раза, снижение обводненности добываемой продукции на 30-50%.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции притока пластовых вод и крепления призабойной зоны пласта, а также к способам для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, к способам для обработки пласта, к способам для регулирования разработки нефтяных месторождений, и может использоваться для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и создания заколонного фильтра, для ликвидации заколонных газопроявлений, межколонных давлений и межпластовых перетоков в заколонном пространстве скважины.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритока в добывающих скважинах, а также может быть использована для ликвидации зон поглощений при ремонте добывающих и нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности, в частности к тампонажным растворам, используемым для крепления слабосцементированных рыхлых пород и цементирования обсадных колонн нефтегазовых, геотермальных и специальных скважин, а также для восстановления призабойной зоны пласта при капитальном ремонте скважин.

Изобретение относится к способам текущего ремонта подземных скважин. Способ включает нагнетание суспензии частиц кремнезема, которая сама по себе не имеет цементирующих свойств, в полости в поврежденной цементной оболочке или рядом с нею.

Изобретение относится к способам ликвидации притока подземных вод в горные выработки при доработке месторождений подземным способом, к примеру, для условий криолитозоны Западной Якутии.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения ремонтно-изоляционных работ в добывающих скважинах, а также тампонирования промытых зон в нагнетательных скважинах.

Настоящее изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве нефтяных и газовых скважин. В способе устранения заколонных перетоков и межколонных давлений, включающем приготовление аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов, их последовательное нагнетание в обсадную колонну и продавку в заколонное и межколонное пространства продавочной жидкостью, в качестве аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов используют седиментационно-устойчивые мелкодисперсно-аэрированные растворы с плотностями не выше 1650 кг/м3 и не ниже 1800 кг/м3, содержащие бездобавочный портландцемент и термостойкую пластифицирующе-расширяющую добавку, включающую каолиновую глину, термически активированную при температуре 900÷1000°C с удельной поверхностью 300÷400 м2/кг, сульфат алюминия, борную кислоту и воздухововлекающую добавку Аэропласт, исключающую образование устойчивой пены, и жидкость затворения при следующем соотношении компонентов, масс.%: бездобавочный портландцемент 85-75, каолиновая глина 10-18, сульфат алюминия 4,7-6,1, борная кислота 0,2-0,5, воздухововлекающая добавка Аэропласт 0,1-0,4, жидкость затворения сверх 100% до получения водосмесевых отношений 0,63÷0,65 м3/т и 0,40÷0,50 м3/т, при этом сначала нагнетают седиментационно-устойчивый аэрированный облегченный тампонажный раствор с регулируемой плотностью не более 1650 кг/м3, затем аэрированный тампонажный раствор нормальной плотности не более 1950 кг/м3, причем необходимые плотности тампонажных растворов обеспечивают изменением водосмесевого отношения, интенсивностью и продолжительностью перемешивания, а продавку ведут до частичного вытеснения аэрированного облегченного тампонажного раствора из заколонного (межколонного) пространства продавочной жидкостью, нагретой до 50÷60°C в зимний период и при цементировании низкотемпературных скважин.

Группа изобретений относится к нефтепромысловым применениям, в частности к способам для устранения поглощения бурового раствора в забое скважины, в подземном резервуаре.

Изобретение относится к технологии повышения продуктивности скважины. Технический результат - повышение эффективности большеобъемной селективной кислотной обработки (БСКО) карбонатных коллекторов.

Изобретение относится к смазочным добавкам к буровым промывочным жидкостям на водной основе. Технический результат снижение трения промывочной жидкости в парах «металл-металл», «металл-фильтрационная корка», снижение скорости изнашивания бурильных и обсадных труб при бурении скважин с дальними и сверхдальними отходами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции притока пластовых вод и крепления призабойной зоны пласта, а также к способам для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, к способам для обработки пласта, к способам для регулирования разработки нефтяных месторождений, и может использоваться для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и создания заколонного фильтра, для ликвидации заколонных газопроявлений, межколонных давлений и межпластовых перетоков в заколонном пространстве скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности для обработки призабойной зоны карбонатных коллекторов, а также может быть применимо в буровых растворах, в растворах для заканчивания скважин, в жидкостях для ремонта скважин.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритока в добывающих скважинах, а также может быть использована для ликвидации зон поглощений при ремонте добывающих и нагнетательных скважин.

Группа изобретений относится к ингибированию гидратации глин при операциях бурения и строительстве скважин. Технический результат - эффективное ингибирование гидратации глин, стабильность ингибитора при температуре окружающей среды, расширение сырьевой базы за счет отходов.

Изобретение относится к жидкостям для гидроразрыва подземных пластов при добыче нефти и газа. Способ применения жидкости для гидроразрыва при формировании разрывов подземных пластов, включающий замедление расщепления полимера в жидкости для гидроразрыва при температуре от 125 до 400°F, когда жидкость для гидроразрыва содержит разжижитель, путем комбинирования по меньшей мере одного акцептора радикалов с жидкостью для гидроразрыва.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к тампонажным материалам для цементирования хвостовиков в горизонтальных нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах, а также скважинах с малыми кольцевыми зазорами, осложненных большим газовым фактором или аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) при забойных температурах от 20 до 100°C.

Изобретение относится к составу изоляционного материала. Изоляционный состав для борьбы с интенсивными поглощениями в интервалах трещиноватых горных пород, включающий цементный пеноматериал ЦПМ марок А, Б, В и Г, воду и ускоритель схватывания, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит пластификатор и стабилизатор пены, при этом в качестве ускорителя схватывания он содержит смесь хлорида калия и карбоната натрия в массовом соотношении 1:1 соответственно, в качестве стабилизатора пены - смесь низкомолекулярной гидроксиэтилцеллюлозы и оксиэтилированного нонилфенола с 9 атомами углерода в алкильном радикале и 12 молями окиси этилена, присоединенной к молю алкилфенола, в массовом соотношении 0,4:1 соответственно, а в качестве пластификатора - высокомолекулярное анионное поверхностно-активное вещество поликарбоксилат натриевый при следующем соотношении компонентов, мас.ч: ЦПМ - 100,0; указанный ускоритель схватывания - 8,0-12,0; указанный стабилизатор пены - 0,5-0,7; указанный пластификатор - 0,5-0,9; вода - 50,0-60,0.

Изобретение относится к технологии нефте-, газодобычи, в частности к получению полимерного проппанта в виде расклинивающих микросфер, применяемых при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для удаления отложений солей и асфальтосмолопарафиновых веществ (АСП) из нефтяных скважин и призабойной зоны пласта в условиях пониженных температур (до минус 2°C).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - выравнивание профиля притока добывающих скважин в неоднородных по проницаемости карбонатных пластах, создание новых флюидопроводящих каналов по всей перфорированной толщине пласта, восстановление коллекторских свойств призабойной зоны за счет ее очистки от кольматирующих твердых частиц. Способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного коллектора включает закачку кислотной композиции, содержащей, мас. %: неорганическую или органическую кислоту, или их смеси 9,0-24,0; цвиттерионное поверхностно-активное вещество - олеинамидопропилбетаин 1,0-10,0; гидрофобно-модифицированный полиуретановый полимер 0,05-3,0; воду остальное, причем закачку кислотной композиции проводят в одну стадию либо порциями с проведением выдержки между закачками. Кислотная композиция дополнительно может содержать анионное поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-3,0 мас.%. Закачку указанной выше кислотной композиции могут чередовать с закачкой соляной кислоты 12-24%-ной концентрации. 2 з.п. ф-лы, 1 табл., 16 пр., 4 ил.
Наверх